Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара
| Номер в ГРСИ РФ: | 66053-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66053-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1805 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66053-16: Описание типа СИ | Скачать | 128.8 КБ | |
| 66053-16: Методика поверки МП 206.1-090-2016 | Скачать | 976.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию кшалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между Центром сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) установленного в ИВК указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование СПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) СПО |
Не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор СПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом СПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 220 кВ Архара | ||||||
|
1 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ВЛ -220 кВ "Райчихинская ГРЭС - "Архара" |
СА 245 класс точности 0,2S Ктт=300/5 Зав. № 0820687/1; 0820687/4; 0820687/2 Рег. № 23747-12 |
НКФ-220-58У1 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 12220; 12095; 12243 Рег. № 14626-00 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01157500 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 004430 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" яч. Т1 220 кВ |
СА 245 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 0900750/8; 0900750/7; 0900750/6 Рег. № 23747-12 |
НКФ-220-58У1 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 12220; 12095; 12243 Рег. № 14626-00 |
А1802-RАL-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156638 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ВЛ -220 кВ "Архара" -"Облучье" с отпайкой на ПС "Тарманчукан -тяговая" |
СА 245 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 0820687/3; 0820687/6; 0820687/5 Рег. № 23747-12 |
VFU-245 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 776479; 776477; 776478 Рег. № 40089-08 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156521 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН 10 кВ яч. №6 |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 01139; 01127 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1790 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156694 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 004430 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН 10 кВ яч. №2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 05782; 01924 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1790 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156626 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
6 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара", КРУН 10 кВ, яч. №1. |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 02196; 5923 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1790 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156681 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
7 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ВЛ -35 кВ "Архара" -"Набережная". |
ТВЭ-35 класс точности 0,2 S Ктт=300/5 Зав. № 3010-А; 3010-В; 3010-С Рег. № 44359-10 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1427934; 1443004; 1426823 Рег. № 912-70 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156489 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
8 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ВЛ -35 кВ "Архара" -"Богучан". |
ТВЭ-35 класс точности 0,2 S Ктт=200/5 Зав. № 3009-А; 3009-В; 3009-С Рег. № 44359-10 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1427934; 1443004; 1426823 Рег. № 912-70 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156678 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ВЛ -35 "Архара" -"Отважное". |
ТВЭ-35 класс точности 0,2 S Ктт=200/5 Зав. № 3008-А; 3008-В; 3008-С Рег. № 44359-10 |
ЗНОЛ-35Ш класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 174; 237; 284 Рег. № 21257-06 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156564 Рег. № 31857-06 |
RТU-325L зав. № 004430 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
10 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ЗРУ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т3 |
ТВЭ-35 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 3017-А; 3017-В; 3017-С Рег. № 44359-10 |
ЗНОЛ-35Ш класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 174; 237; 284 Рег. № 21257-06 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156679 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
11 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН - 10 кВ, яч. №13. |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 02709; 00680 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1804 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156629 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
12 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН - 10 кВ, яч. №10. |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 05793; 01148 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1804 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156562 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
13 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ПСН №11, ввод №1 ООО ТК "КОМЕТ" |
Т-0,66 М У3 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 300763; 300766; 300769 Рег. № 50733-12 |
- |
А1805 RАL-Р4GВ-DW4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01210266 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ПСН №11, ввод №2 ООО ТК "КОМЕТ" |
Т-0,66 М У3 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 300719; 300725; 300723 Рег. № 50733-12 |
- |
А1805 RАL-Р4GВ-DW4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01210269 Рег. № 31857-06 |
RTO-325L зав. № 004430 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
15 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН - 10 кВ яч. №7 |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 05951; 05919 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1790 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156697 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
16 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" КРУН - 10кВ яч. №15 ввода 10кВ Т2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктт=1500/5 Зав. № 07123; 06006; 07122 Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1804 Рег. № 11094-87 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156627 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
17 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ОВ -220 кВ |
ТФНД-220-1 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 6335; 5234; 6493 Рег. № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 12220; 12095; 12243 Рег. № 14626-00 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156486 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
18 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ввод 27,5 кВ Т - 2 |
ТФЗМ-35-Б1 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 22218; 18227; 18224 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1200765; 1200756 Рег. № 0912-05 |
А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156565 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
19 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ "Архара" ввод 27,5 кВ Т - 3 |
ТФЗМ-35-Б1 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 23799; 20641; 20692 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Рег. № 0912-05 |
A1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01156628 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 004430 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 - 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,9 |
1,85 ,4 |
1,3 |
1,5 |
2,2 | |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,7 |
2,9 |
1,0 |
1,2 |
1,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |
|
4 - 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,0 |
2,6 |
4,7 |
2,3 |
2,9 |
4,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,0 |
1,6 |
2,8 |
1,6 |
2,0 |
3,2 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (±3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3; 7 - 10 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,3 |
1,6 |
2,9 |
2,2 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,6 |
1,2 |
1,9 |
1,5 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,5 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
0,9 |
1,4 |
1,2 | |
|
4 - 6; 11; 12; 15 - 19 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,6 |
4,5 |
2,7 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,5 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
1,9 |
1,4 | |
|
13, 14 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,7 |
3,2 |
6,0 |
4,3 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,8 |
1,9 |
3,5 |
2,7 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,4 |
2,3 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
2,2 |
1,9 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95;
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001. трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001. счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. перечисленными в таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100- до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
+20 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности. |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -10 до +35 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- УСПД |
от -10 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, суток, |
2 |
|
не более УСПД RTU-325L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации счётчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не более ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
5 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока СА 245 |
9 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
15 |
|
Трансформатор тока ТВЭ-35 |
12 |
|
Трансформатор тока Т-0,66 М У3 |
6 |
|
Трансформатор тока ТФНД-220-1 |
3 |
|
Трансформатор тока ТФЗМ-35-Б1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-220-58У1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения VPU-245 |
3 |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-35Ш |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 |
4 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
19 |
|
УСПД типа RTU-325L |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-090-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.008.02.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-090-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» сентябре 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Архара. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/166-2016 от 31.08.2016.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
